NO166051B - PROCEDURE FOR DETERMINING THE RESULTS SEAL IN A SUBSTRATE RESERVE. - Google Patents
PROCEDURE FOR DETERMINING THE RESULTS SEAL IN A SUBSTRATE RESERVE. Download PDFInfo
- Publication number
- NO166051B NO166051B NO864651A NO864651A NO166051B NO 166051 B NO166051 B NO 166051B NO 864651 A NO864651 A NO 864651A NO 864651 A NO864651 A NO 864651A NO 166051 B NO166051 B NO 166051B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- reservoir
- injected
- tracer
- fluid
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000000758 substrate Substances 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 7
- 230000005526 G1 to G0 transition Effects 0.000 claims description 5
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001734 carboxylic acid salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 5
- 150000003977 halocarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- -1 halocarboxylic acid salt Chemical class 0.000 abstract description 8
- 150000005323 carbonate salts Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 abstract 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 25
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 21
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 18
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 13
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 125000005588 carbonic acid salt group Chemical group 0.000 description 2
- 238000013375 chromatographic separation Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002895 organic esters Chemical class 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M sodium chloroacetate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)CCl FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
Abstract
Restoljemetningen bestemmes ved injeksjon av vann som inneholder oppløst halogencarboxylsyresalt og carbonatsalt, i et olje- og vannholdig reservoar og kromatografisk analyse av sammenhengen mellom konsentrasjonene av det in situ dannede CC>og av vannoppleselig syre-salt i fluid som utvinnes fra reservoaret.The residual oil saturation is determined by injecting water containing dissolved halocarboxylic acid salt and carbonate salt, into an oily and aqueous reservoir and chromatographic analysis of the relationship between the concentrations of the in situ formed CC> and of water-soluble acid-salt in fluid recovered from the reservoir.
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte The present invention relates to a method
for bestemmelse av restoljemetning, ved hvilken en reaktantholdig vandig oppløsning injiseres i et underjordisk reservoar for å danne sporstoffer med ulike fordelingskoeffisienter for mobile og stasjonære faser av fluidet i reservoaret, for the determination of residual oil saturation, in which a reactant-containing aqueous solution is injected into an underground reservoir to form tracers with different distribution coefficients for mobile and stationary phases of the fluid in the reservoir,
og målinger foretaes av mengden i hvilken sporstoffene skilles ut kromatografisk for å bestemme de relative konsentrasjoner av disse faser. Fremgangsmåten utmerker seg ved at det som nevnte sporstoffdannende oppløsning injiseres en vandig væske som, før eller etter innføringen i reservoaret, inneholder oppløste salter av minst én halogencarboxylsyre i kontakt med minst ett carbonsyresalt av typer og i mengder som egner seg for reaksjon i reservoaret for dannelse av CC^ og salter av vannoppløselige syrer i slike mengder at målbare mengder CC>2 fordeles mellom mobile og stasjonære faser av reservoar-fluidene og anioner av nevnte syrer oppløses i det vesentlige fullstendig i reservoarfluidets mobile fase. and measurements are made of the amount in which the tracers are separated chromatographically to determine the relative concentrations of these phases. The method is characterized by the fact that, as the aforementioned tracer-forming solution, an aqueous liquid is injected which, before or after introduction into the reservoir, contains dissolved salts of at least one halocarboxylic acid in contact with at least one carboxylic acid salt of types and in amounts suitable for reaction in the reservoir for formation of CC^ and salts of water-soluble acids in such amounts that measurable amounts of CC>2 are distributed between mobile and stationary phases of the reservoir fluids and anions of said acids dissolve essentially completely in the mobile phase of the reservoir fluid.
Det later til at ved konvensjonelle testoperasjoner har de eneste sporstoffdannende reaktanter som har vist seg tilfredsstillende, vært hydrolyserbare lavere-alkyl-carboxyl-syreestere såsom de beskrevet i US patentskrift nr. 3 623 842, eller de analoge beta-ketoalkylcarboxylsyreestere,som er i stand til å tilveiebringe en uomsatt ester eller et uomsatt keton som det sporstoff som fordeler seg mellom vannet og oljen (eller andre mobile og stasjonære faser) og et sporstoff såsom en alkohol (eller et inert materiale) som oppløses praktisk talt fullstendig i vannfasen. Slike tidligere kjente prosesser har funnet utstrakt anvendelse som en "enkeltbrønn-sporstoffmetode" ("single well tracer method"), og mer enn et hundretalls jobber er blitt utført. Vanligvis har imidlertid avhengigheten av organiske estere begrenset bruken av metoden til reservoarer med relativt lave temperaturer. Sammenligning av de spordannende evner It appears that in conventional test operations the only tracer-forming reactants that have proved satisfactory have been hydrolyzable lower alkyl carboxylic acid esters such as those described in US Patent No. 3,623,842, or the analogous beta-ketoalkyl carboxylic acid esters, which are capable of to provide an unreacted ester or an unreacted ketone as the tracer that partitions between the water and the oil (or other mobile and stationary phases) and a tracer such as an alcohol (or an inert material) that dissolves practically completely in the water phase. Such previously known processes have found widespread use as a "single well tracer method", and more than a hundred jobs have been carried out. Generally, however, the reliance on organic esters has limited the use of the method to reservoirs with relatively low temperatures. Comparison of the track-forming abilities
(1) Temperaturområde (1) Temperature range
Ved typiske tidligere kjente metoder tjener en organisk ester som er partielt oppløselig i olje, som det oljefase-sporstoff som injiseres ved brønnhullet og fortrenges til den ønskede avstand fra brønnhullet ved hjelp av et inert fluid. En oppholdsperiode gir så den nødvendige tid for at det skal finne sted en hydrolysereaksjon og dannelse av en betydelig mengde alkohol. Alkoholen er ikke opp-løselig i oljen og tjener således som vannfase-sporstoff. In typical previously known methods, an organic ester which is partially soluble in oil serves as the oil phase tracer which is injected at the wellbore and displaced to the desired distance from the wellbore by means of an inert fluid. A residence period then provides the necessary time for a hydrolysis reaction to take place and the formation of a significant amount of alcohol. The alcohol is not soluble in the oil and thus serves as a water phase tracer.
Hydrolysetrinnet må ikke være for raskt, da det er uønsket at alkoholen dannes under plasseringstrinnet, og det dessuten må være en viss mengde uomsatt ester tilbake etter oppholdsperioden, da det er denne som er oljefase-sporstoffet. Etter endt oppholdsperiode drives begge sporstoffer tilbake til brønnhullet. Graden av kromatografisk separasjon av de to sporstoffer måles og benyttes for beregning av den residuelle oljemetning. The hydrolysis step must not be too fast, as it is undesirable for the alcohol to form during the placement step, and there must also be a certain amount of unreacted ester left after the residence period, as this is the oil phase tracer. After the end of the residence period, both tracers are driven back to the wellbore. The degree of chromatographic separation of the two tracers is measured and used to calculate the residual oil saturation.
Dersom reservoartemperaturen er høyere enn 93°C, blir hydrolysehastigheten for de fleste, om ikke alle, kjente estere så stor at de ovennevnte fordringer ikke tilfreds-stilles. Derfor har de tidligere kjente metoder vært begrenset til reservoarer av temperatur. 93°C eller mindre. If the reservoir temperature is higher than 93°C, the rate of hydrolysis for most, if not all, known esters becomes so great that the above-mentioned requirements are not met. Therefore, the previously known methods have been limited to reservoirs of temperature. 93°C or less.
Ved hjelp av den foreliggende fremgangsmåte elimineres denne begrensning gjennom bruk av andre sporstoffer og andre midler for in-situ-dannelse. Ved den foreliggende fremgangsmåte er oljefase-sporstoffet CO-, . Det dannes in situ under oppholdsperioden. Konsentrasjonen av surt anion endrer seg ikke under de ovennevnte reaksjoner og tjener som sporgiver for vannfasen. Når reaktantene omfatter natriumkloracetat og natriumbicarbonat, kan reaksjonene oppsummeres som følger: By means of the present method, this limitation is eliminated through the use of other tracers and other means for in-situ formation. In the present method, the oil phase tracer is CO-, . It is formed in situ during the residence period. The concentration of acidic anion does not change during the above reactions and serves as a tracer for the water phase. When the reactants include sodium chloroacetate and sodium bicarbonate, the reactions can be summarized as follows:
ClCH2COONa + H20 —► HOCH2COOH + NaCl ClCH2COONa + H20 —► HOCH2COOH + NaCl
HOCH2COOH + NaHC03 fHOC^COONa + CC>2 + H20 HOCH 2 COOH + NaHCO 3 fHOC^COONa + CC> 2 + H 2 O
Et meget stort antall valgmuligheter har vært tilgjengelige med hensyn til valget av halogencarboxylsyre. Eksemp-ler på slike syrer er gitt i tabell I, sammen med et anslag etter beste skjønn over det anvendelige temperaturområde for hver av de oppførte C02-dannere: (2) Dypere penetrering ( undersøkelsesdybde) fra brønnhullet A very large number of options have been available with respect to the choice of halocarboxylic acid. Examples of such acids are given in Table I, along with a best judgment estimate of the applicable temperature range for each of the CO2 generators listed: (2) Deeper penetration (investigation depth) from the wellbore
Ved typiske kjente metoder er oljefase-sporstoffet In typical known methods, the oil phase tracer is
en ester (ethylacetat), som injiseres i et bærerfluid. Denne ester fordeler seg mellom oljen og vannet i bærerfluidet. Virkningen er en forsinkelse av esterfrontens fremrykning an ester (ethyl acetate), which is injected into a carrier fluid. This ester is distributed between the oil and the water in the carrier fluid. The effect is a delay in the advance of the ester front
inn i reservoaret. I de fleste tilfeller vil esteren nå frem et stykke som svarer til et volum på bare ca. en tredjedel av totalvolumet av injisert fluid. into the reservoir. In most cases, the ester will reach a distance corresponding to a volume of only approx. one third of the total volume of injected fluid.
Ved hjelp av den foreliggende fremgangsmåte unngåes dette problem, fordi oljefase-sporstoffet (CG^ ) ikke er tilstede i fluidene som pumpes (bortsett fra i uunngåelige mindre mengder). CC^-komponenten dannes hovedsakelig etter at plasse-ringen er fullført. Følgelig dannes CG^ i den fremre kant og gjennom hele oppløsningen som injiseres, og følgelig er carbondioxydet ca. tre ganger (på volumbasis) lenger vekk fra brønnhullet enn estersystemet når produksjonsdelen av syklusen starter. By means of the present method, this problem is avoided, because the oil phase tracer (CG^ ) is not present in the fluids being pumped (except in unavoidable small amounts). The CC^ component is mainly formed after the placement is completed. Consequently, CG^ is formed at the leading edge and throughout the solution that is injected, and consequently the carbon dioxide is approx. three times (on a volume basis) further away from the wellbore than the ester system when the production part of the cycle starts.
Således vil CC^-oljefase-sporstoffet ifølge det foreliggende system trenge lenger inn i formasjonen enn et ester-system-sporstoff (for et gitt behandlingsvolum), og det vil gi en restoljemåling og et volum som er ca. tre ganger det reservoarvolum som kunne undersøkes ved hjelp av det tidligere benyttede system. Thus, according to the present system, the CC^-oil phase tracer will penetrate further into the formation than an ester system tracer (for a given treatment volume), and this will give a residual oil measurement and a volume that is approx. three times the reservoir volume that could be examined using the previously used system.
(3) Fordelingskoeffisient (3) Distribution coefficient
Fordelingskoeffisienten, Ki (forholdet mellom konsentrasjonen av sporstsoff i oljefasen og konsentrasjonen av sporstoffet i vannfasen) for estere er ca. 6 i de fleste tilfeller. Ki for CC^ er ca. 2. The distribution coefficient, Ki (the ratio between the concentration of the tracer in the oil phase and the concentration of the tracer in the water phase) for esters is approx. 6 in most cases. Ki for CC^ is approx. 2.
Ki-verdien for CO^ er i de fleste tilfeller meget The Ki value for CO^ is in most cases very high
mer optimal fra et testfølsomhetssynspunkt, da det er tilstede mer CC^ i vannfasen, som utgjør praktisk talt alt de"t ut-vundne fluid. more optimal from a test sensitivity point of view, as more CC^ is present in the water phase, which constitutes practically all of the extracted fluid.
Dessuten vil CC"2-sporstof f et bli ført tilbake til brønnhullet meget raskere enn et ekvivalent ester-sporstoff. Also, CC"2 tracer f et will be returned to the wellbore much faster than an equivalent ester tracer.
Dersom denne egenskap kombineres med de mindre volumer som trenges for testing av reservoaret på grunn av CC^-spor-stoffets evne til å penetrere dypere, kan det være tilstrekkelig å foreta bare mindre jobber med CC^-sporstoff. I dette tilfelle vil flere små CC^-tester kunne foretaes i forskjellige brønner, istedenfor den ene store estertest som for tiden foretaes. Dette vil gi bedre totalverdier for restoljemetningen (Ros = Residual oil saturation) i reservoaret enn dem som for tiden kan oppnåes. If this characteristic is combined with the smaller volumes required for testing the reservoir due to the CC^ tracer's ability to penetrate deeper, it may be sufficient to do only minor jobs with CC^ tracer. In this case, several small CC^ tests could be carried out in different wells, instead of the one large ester test that is currently carried out. This will give better total values for the residual oil saturation (Ros = Residual oil saturation) in the reservoir than those that can currently be achieved.
(4) Drift under inntrengningsperioden (4) Operation during the penetration period
I de fleste reservoarer vil fluid som injiseres i In most reservoirs, fluid that is injected into
en brønn, få en avdrift sammen med de totale reservoarfluider når pumpene stanses. Det kan dreie seg om så mye som én meter pr. dag. a well, get a drift along with the total reservoir fluids when the pumps are stopped. It can be as much as one meter per day.
Ved bruk av estersystemet er det ofte nødvendig med lange inntrengningsperioder. Dette gjør avdriften til en betydelig feilkilde, for hvilken det må foretaes korreksjo-ner. Dessuten blir metoden mindre nøyaktig og mindre følsom. When using the ester system, long penetration periods are often necessary. This makes the drift a significant source of error, for which corrections must be made. Moreover, the method becomes less accurate and less sensitive.
Med det foreliggende system vil det store utvalg av syredannere som reagerer med ulike hastigheter ved ulike temperaturer kombinert med hurtigere tilbakestrømning i stor grad redusere virkningen av avdriften i mange tilfeller. Dette skyldes at syredannerne kan velges slik at de svarer mer optimalt til den reservoartemperatur som er involvert. Like-ledes vil vann-sporgiveren og olje-sporgiveren holde seg meget nærmere hverandre i reservoaret og følgelig eliminere mange av de feil som innføres som følge av avdriftshastig-heten i reservoaret. With the present system, the large selection of acid generators that react at different rates at different temperatures, combined with faster backflow, will greatly reduce the effect of the drift in many cases. This is because the acid generators can be selected so that they respond more optimally to the reservoir temperature involved. Likewise, the water tracer and the oil tracer will stay very close to each other in the reservoir and consequently eliminate many of the errors introduced as a result of the drift velocity in the reservoir.
(5) Hydrolysehastighet i avhengighet av pH- verdien (5) Hydrolysis rate depending on the pH value
For de fleste stoffer påvirkes hydrolysehastigheten av pH-verdien. Estere har en konstant hastighet som varierer med omtrent en faktor på 10 for hver énhet endring i pH-verdien (dvs. hastigheten er proporsjonal med OH-ionekonsentra-sjonen). Denne proporsjonalitet innebærer at hydrolysehastigheten for en ester avtar etter hvert som pH-verdien synker, som følge av den syre som derved dannes. Dette innebærer at det kan oppstå vanskeligheter med å få dannet tilstrekkelig mye alkohol i reservoaret til at vann-sporstoffet vil bli tilgjengelig for analyse. For most substances, the rate of hydrolysis is affected by the pH value. Esters have a constant rate that varies by about a factor of 10 for each unit change in pH (ie, the rate is proportional to the OH ion concentration). This proportionality means that the rate of hydrolysis for an ester decreases as the pH value decreases, as a result of the acid that is thereby formed. This means that there may be difficulties in getting enough alcohol to form in the reservoir so that the water tracer will become available for analysis.
( 6 ) Forbruk av CO-,- dannere ( 6 ) Consumption of CO-,- generators
Da det er konsentrasjonen av anionene av de CC^-dan-nende molekyler som benyttes som vannfase-sporgiver, innebærer deres hydrolyse og resulterende frigjøring av CC^ ingen endring i antallet anioner. Således forblir konsentrasjonen av vann-sporstoffet konstant, uansett hastigheten eller graden av hydrolysereaksjonen. As it is the concentration of the anions of the CC^-forming molecules that is used as a water phase tracer, their hydrolysis and resulting release of CC^ involves no change in the number of anions. Thus, the concentration of the water tracer remains constant, regardless of the rate or degree of the hydrolysis reaction.
(7) Stripping av lette hydrocarboner fra oljefasen (7) Stripping of light hydrocarbons from the oil phase
Injiseringen av saltoppløsning fra steder på overflaten resulterer i oppløsning av lette hydrocarboner, såsom methan og ethan, fra den restolje som først påtreffes i reservoaret. The injection of brine from surface locations results in the dissolution of light hydrocarbons, such as methane and ethane, from the residual oil first encountered in the reservoir.
Med det tidligere benyttede uomsatt-ester-sporstoff-system er denne "strippede" olje den olje som er "stasjo-nær" ("immobile") under den kromatiske produksjonsoperasjon. Under injiseringen forflytter den injiserte vannfrontseg meget hurtigere enn esterfronten, og det er usannsynlig (1) at de lette ender som således "strippes" fra oljen, vil bli ført sammen igjen med oljen når vannet og esteren tilbake-produseres til brønnhullet og (2) at dette vil skje før esteren på ny kommer i kontakt med oljen. With the previously used unreacted ester tracer system, this "stripped" oil is the oil that is "stationary" ("immobile") during the chromatic production operation. During the injection, the injected water front moves much faster than the ester front, and it is unlikely (1) that the light ends which are thus "stripped" from the oil, will be brought back together with the oil when the water and ester are produced back to the wellbore and (2) that this will happen before the ester comes into contact with the oil again.
I det foreliggende CC>2-system vil en tilsvarende stripping finne sted ved injiseringen. Imidlertid er produksjons-syklusen slik at en betydelig mengde stedegent reservoar-vann vil ha strømmet forbi eventuell strippet olje, før noe CC>2 er kommet i kontakt med den strippede olje. Selvfølge-lig har carbondioxydet ikke tidligere vært i kontakt med denne olje, i motsetning til hva som er tilfelle i estersystemet. In the present CC>2 system, a corresponding stripping will take place during the injection. However, the production cycle is such that a significant amount of local reservoir water will have flowed past any stripped oil before any CC>2 has come into contact with the stripped oil. Naturally, the carbon dioxide has not previously been in contact with this oil, in contrast to what is the case in the ester system.
(8) Diverse (8) Miscellaneous
(a) En mer nøyaktig plassering av carbondioxydet i reservoaret kan gjøre det mulig å benytte frontalanalysetek-nikker på sporgiverne istedenfor de båndanalyser som benyttes for esteren. Frontalanalyser bør være mer nøyaktige. (b) I enkelte tilfeller kan meget små mengder C<>>(a) A more accurate location of the carbon dioxide in the reservoir may make it possible to use frontal analysis techniques on the tracers instead of the band analyzes used for the ester. Frontal analyzes should be more accurate. (b) In some cases very small amounts of C<>> can
være tilstrekkelig som følge av analysesystemenes store føl-somhet og stabilitet. be sufficient as a result of the great sensitivity and stability of the analysis systems.
(c) Dersom avdriften er minimal, kan det være mulig (c) If the drift is minimal, it may be possible
å benytte enkle metoder for å analysere dataene og for å beregne restoljemetningen. to use simple methods to analyze the data and to calculate the residual oil saturation.
Vanligvis vil den foreliggende fremgangsmåte kunne benyttes i alle de reservoarsituasjoner og ved alle de metoder for bestemmelse av fluidmetning hvor de tidilgere kjente metoder var egnede. Generally, the present method will be able to be used in all the reservoir situations and with all the methods for determining fluid saturation where the previously known methods were suitable.
Halogen-organisk—syre-saltet som benyttes ved den foreliggende fremgangsmåte, kan være praktisk talt et hvilket som helst salt som er vannoppløselig, hydrolyserer og reagerer med carbonatsalter under dannelse av CC^ og et vannoppløse-lig salt, og er forlikelig med fluidene og de faste stoffer i reservoaret og de øvrige bestanddeler av den sporstoffdannende oppløsning som skal injiseres. The halogen-organic acid salt used in the present process can be virtually any salt that is water soluble, hydrolyzes and reacts with carbonate salts to form CC₂ and a water soluble salt, and is compatible with the fluids and the solids in the reservoir and the other components of the tracer-forming solution to be injected.
Carbonsyresaltet som egner seg for anvendelse ved The carboxylic acid salt which is suitable for use in
den foreliggende fremgangsmåte, kan være et hvilke som helst vannoppløselig carbonat eller bicarbonat som inneholder ka-tioner som kan danne vannoppløselige salter med hydrolyse-produktet av halbgencarboxylsyresaltet og er forlikelige med reservoarmaterialene og andre bestanddeler av den injiserte sporstoffdannende oppløsning. Også faste carbonatsalter eller dolomittiske salter (såsom CaC^ , FeCO^, MgCO^^som kan være tilstede i reservoaret, er egnede. the present method, can be any water-soluble carbonate or bicarbonate containing cations which can form water-soluble salts with the hydrolysis product of the hemicarboxylic acid salt and are compatible with the reservoir materials and other constituents of the injected tracer-forming solution. Also solid carbonate salts or dolomitic salts (such as CaC^ , FeCO^, MgCO^^ which may be present in the reservoir are suitable.
En sporstoffdannende oppløsning som egner seg for anvendelse ved den foreliggende fremgangsmåte, omfatter en syredanner bestående i det vesentlige av minst ett halogencarboxylsyresalt oppløst i en vandig oppløsning som inneholder eller vil komme i kontakt med salt når oppløsningen injiseres i reservoaret som skal behandles, og minst ett surt, reaktivt carbonat eller bicarbonat. Den sporstoffdannende oppløsning inneholder fortrinnsvis tilstrekkelig mye i det vesentlige nøytralt salt og pH-innstillende surt eller basisk materiale til å tilveiebringe en sammensetning som er i det minste forlikelig med, om ikke i det vesentlige lik, den vandig væske som er tilstede i reservoaret som skal testes. Kombinasjonen av typene og mengdene av halogencarboxylsyre-og carbonsyresalter avstemmes fortrinnsvis etter reservoartemperaturen, slik at det tilveiebringes lett påvisbare mengder av C0 ? og hydroxycarboxylsyreanioner i de respektive mobile og stasjonære væskefaser i reservoaret. Hva som dertil er viktig er at den spordannende oppløsning, i det minste snart etter at den er innført i reservoaret, inneholder tilstrekkelig mye carbonsyresalt til å danne tilstrekkelig mye fra syren dannet ved hydrolyse av halogencarboxylsyre-anionene. Når reservoaret inneholder vannoppløselige eller -uoppløselige carbonatbestanddeler, kan den sporstoffdannende oppløsning, slik den injiseres, være i det vesentlige eller sågar fullstendig fri for carbonsyresalt, inntil denne opp-løsning kommer i kontakt med reservoarformasjonen og carbonsyresaltet oppløses fra og/eller diffunderer fra reservoar-bergartene eller reservoarfluidet inn i den sporstoffdannende oppløsning. A tracer-forming solution suitable for use in the present method comprises an acid-forming agent consisting essentially of at least one halocarboxylic acid salt dissolved in an aqueous solution that contains or will come into contact with salt when the solution is injected into the reservoir to be treated, and at least one acidic, reactive carbonate or bicarbonate. The tracer-forming solution preferably contains a sufficient amount of substantially neutral salt and pH-adjusting acidic or basic material to provide a composition that is at least compatible with, if not substantially equal to, the aqueous liquid present in the reservoir to be are tested. The combination of the types and amounts of halocarboxylic acid and carboxylic acid salts is preferably adjusted according to the reservoir temperature, so that easily detectable amounts of C0 ? and hydroxycarboxylic acid anions in the respective mobile and stationary liquid phases in the reservoir. What is important for this is that the trace-forming solution, at least soon after it is introduced into the reservoir, contains a sufficient amount of carboxylic acid salt to form a sufficient amount from the acid formed by hydrolysis of the halocarboxylic acid anions. When the reservoir contains water-soluble or -insoluble carbonate constituents, the tracer-forming solution, as injected, may be substantially or even completely free of carbonic acid salt, until this solution comes into contact with the reservoir formation and the carbonic acid salt dissolves from and/or diffuses from the reservoir the rocks or reservoir fluid into the tracer-forming solution.
Tabell II angir resultater som ble oppnådd ved testing av forskjellige CC^-dannere ved forskjellige temperaturer og pH-verdier. I hvert tilfelle ble oppløsningen holdt ved et trykk på 344,7 kPa under testen. Oppløsningens pH-verdi ble holdt praktisk talt konstant gjennom tilsetning av por-sjoner av 0,1 mol/l natriumbicarbonatoppløsning til systemet under forløpet av hydrolysen. Hver syredanneroppløsning besto av vann inneholdende 0,5 mol/l natriumklorid og 0,05 mol/l av det angitte halogencarboxylsyresalt. Table II sets forth results obtained by testing various CC₂ generators at various temperatures and pH values. In each case, the solution was held at a pressure of 344.7 kPa during the test. The pH value of the solution was kept practically constant by adding portions of 0.1 mol/l sodium bicarbonate solution to the system during the course of the hydrolysis. Each acid generator solution consisted of water containing 0.5 mol/l sodium chloride and 0.05 mol/l of the specified halocarboxylic acid salt.
Mønstrene for konsentrasjonene i avhengighet av mengdene av fluid som utvinnes fra reservoaret som testes (og/ eller konsentrasjonene i avhengighet av tiden når produksjons-hastigheten er i det vesentlige konstant), kan måles ved hjelp av alminnelig kjente og tilgjengelige metoder og appa-rater. Det er en klar fordel med den foreliggende fremgangsmåte at kjente og tilgjengelige, relativt enkle prosedyrer, såsom titrometriske og/eller termometriske analyser, kan benyttes for å måle den kromatografiske separasjon mellom det CC>2 som er fordelt mellom fasene og syreanionene som er oppløst praktisk talt fullstendig i reservoarfluidets mobile fase. The patterns of the concentrations as a function of the amounts of fluid extracted from the reservoir being tested (and/or the concentrations as a function of time when the production rate is essentially constant) can be measured using commonly known and available methods and apparatus. It is a clear advantage of the present method that known and available, relatively simple procedures, such as titrometric and/or thermometric analyses, can be used to measure the chromatographic separation between the CC>2 that is distributed between the phases and the acid anions that are practically dissolved counted completely in the mobile phase of the reservoir fluid.
I det foreliggende system er pH-verdien langt mindre viktig for regulering av hydrolysehastigheten, da denne endrer seg med bare omtrent en faktor på 3 pr. enhet endring i pH-verdien (se tabell II, tester 1 og 2). Dessuten forløper reaksjonen hurtigere når pH-verdien faller (dvs., hastigheten er proporsjonal med antall H-ioner). Dette innebærer at hastigheten av hydrolysen av CC^-dannerne vil øke etter hvert som syren dannes og gi en meget mer pålitelig mengde CC^In the present system, the pH value is far less important for regulating the hydrolysis rate, as this changes by only approximately a factor of 3 per unit change in pH (see Table II, Tests 1 and 2). Also, the reaction proceeds more rapidly as the pH falls (ie, the rate is proportional to the number of H ions). This means that the rate of hydrolysis of the CC^-formers will increase as the acid is formed and give a much more reliable amount of CC^
fra test til test. Videre vil det, dersom CO^-danneren blir fullstendig oppbrukt i reservoaret, ikke oppstå vanskeligheter, fordi vann-sporstoffet avhenger av det sure anion som er assosiert med CC^-syredanneren. from test to test. Furthermore, if the CO 2 -former is completely depleted in the reservoir, no difficulty will arise, because the water tracer depends on the acidic anion associated with the CC 2 -acid-former.
Claims (5)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/800,849 US4646832A (en) | 1985-11-22 | 1985-11-22 | Determining residual oil saturation by injecting salts of carbonic and halocarboxylic acids |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO864651D0 NO864651D0 (en) | 1986-11-20 |
| NO864651L NO864651L (en) | 1987-05-25 |
| NO166051B true NO166051B (en) | 1991-02-11 |
| NO166051C NO166051C (en) | 1991-06-05 |
Family
ID=25179535
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO864651A NO166051C (en) | 1985-11-22 | 1986-11-20 | PROCEDURE FOR DETERMINING THE RESULTS SEAL IN A SUBSTRATE RESERVE. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4646832A (en) |
| CA (1) | CA1290669C (en) |
| GB (1) | GB2183339B (en) |
| NL (1) | NL8602649A (en) |
| NO (1) | NO166051C (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4782899A (en) * | 1985-11-22 | 1988-11-08 | Shell Oil Company | Measuring oil saturation with gaseous oil tracers |
| US4782898A (en) * | 1986-06-12 | 1988-11-08 | Shell Oil Company | Determining residual oil saturation using carbon 14 labeled carbon dioxide |
| GB2202048A (en) * | 1987-03-09 | 1988-09-14 | Forex Neptune Sa | Monitoring drilling mud circulation |
| US5168927A (en) * | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
| NO338291B1 (en) * | 2014-05-30 | 2016-08-08 | Restrack As | tracing Substance |
| WO2021119784A1 (en) * | 2019-12-18 | 2021-06-24 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Method for identifying operational problems in gas-lift production wells |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2868625A (en) * | 1955-07-22 | 1959-01-13 | Jersey Prod Res Co | Method of tracing the flow of water |
| US3367417A (en) * | 1965-12-17 | 1968-02-06 | Halliburton Co | Method for increasing production of hydrocarbon bearing wells by treatment with hot acid solutions |
| US3623842A (en) * | 1969-12-29 | 1971-11-30 | Exxon Research Engineering Co | Method of determining fluid saturations in reservoirs |
| US3751226A (en) * | 1971-10-13 | 1973-08-07 | Shell Houston | Backflow test for oil concentration |
| US3856468A (en) * | 1972-12-07 | 1974-12-24 | Union Oil Co | Method for determining fluid saturations in petroleum reservoirs |
| US3990298A (en) * | 1975-11-17 | 1976-11-09 | Exxon Production Research Company | Method of determining the relation between fractional flow and saturation of oil |
| US4122896A (en) * | 1977-10-14 | 1978-10-31 | Shell Oil Company | Acidizing carbonate reservoirs with chlorocarboxylic acid salt solutions |
| US4303411A (en) * | 1980-12-31 | 1981-12-01 | Mobil Oil Corporation | Fluorine-containing tracers for subterranean petroleum and mineral containing formations |
| US4523642A (en) * | 1984-04-09 | 1985-06-18 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process employing CO2 produced in situ |
-
1985
- 1985-11-22 US US06/800,849 patent/US4646832A/en not_active Expired - Fee Related
-
1986
- 1986-10-22 NL NL8602649A patent/NL8602649A/en not_active Application Discontinuation
- 1986-10-27 CA CA000521458A patent/CA1290669C/en not_active Expired - Fee Related
- 1986-11-20 GB GB8627712A patent/GB2183339B/en not_active Expired - Fee Related
- 1986-11-20 NO NO864651A patent/NO166051C/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2183339B (en) | 1990-05-23 |
| NO864651L (en) | 1987-05-25 |
| NO166051C (en) | 1991-06-05 |
| GB8627712D0 (en) | 1986-12-17 |
| NL8602649A (en) | 1987-06-16 |
| NO864651D0 (en) | 1986-11-20 |
| CA1290669C (en) | 1991-10-15 |
| GB2183339A (en) | 1987-06-03 |
| US4646832A (en) | 1987-03-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Kyte et al. | Mechanism of water flooding in the presence of free gas | |
| US3623842A (en) | Method of determining fluid saturations in reservoirs | |
| US5168927A (en) | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation | |
| US3856468A (en) | Method for determining fluid saturations in petroleum reservoirs | |
| CA1100032A (en) | Single well surfactant test to evaluate surfactant floods using multi tracer method | |
| US3993131A (en) | Tracing flow of petroleum in underground reservoirs | |
| US4266610A (en) | Sulfonate-cosurfactant mixtures for use in hard brines during oil recovery operations | |
| RU2555984C2 (en) | Measurement of gas losses in surface circulation system of drilling rig | |
| US3894584A (en) | Determination of residual oil in a formation | |
| CN103003520B (en) | Method and system for treating a subterranean formation | |
| CN103588801A (en) | Trace element well-to-well tracer agent use method | |
| US3851171A (en) | Method for tracing the flow of water in subterranean formations | |
| NO166051B (en) | PROCEDURE FOR DETERMINING THE RESULTS SEAL IN A SUBSTRATE RESERVE. | |
| CA1054910A (en) | Method of determining the relation between fractional flow and saturation of oil | |
| US5212093A (en) | Method to determine drift and residual oil saturation | |
| US4782898A (en) | Determining residual oil saturation using carbon 14 labeled carbon dioxide | |
| US5245859A (en) | Method of measuring capillary pressures | |
| US3420093A (en) | Method and apparatus for testing core permeability | |
| US11506651B2 (en) | Method for evaluating mixing effect of CO2 oil-displacing and mixing agent and method for screening CO2 oil-displacing and mixing agent | |
| US3799261A (en) | Technique for measuring fluid drift | |
| Wellington et al. | Redesigned ester single-well tracer test that incorporates pH-driven hydrolysis rate changes | |
| US4876449A (en) | Reservoir evaluation using partitioning tracer | |
| US4722394A (en) | Determining residual oil saturation by radioactively analyzing injected CO2 and base-generating tracer-providing solution | |
| NO864065L (en) | PROCEDURE FOR AA DETERMINE THE RELATIONSHIP BETWEEN THE CONCENTRATIONS OF AN OIL PHASE AND A WATER PHASE IN AN UNDERGRADUATE RESERVATION FORM. | |
| US4508169A (en) | Method for determining connate water saturation and salinity in reservoirs |